Техническая характеристика обсадных труб NW

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 12Следующая ⇒

Параметры	Значения
Наружный диаметр трубы, мм	88, 9
Толщина стенки трубы, мм	6, 35
Масса 1 м трубы, кг	12, 8
Длина трубы, мм	1500, 3000

Спуско-подъемные операции (СПО) с бурильной колонной проводятся для смены коронок. Бурильные трубы спускают и поднимают свечами. Свинчивание и развинчивание бурильных труб в процессе СПО производится станком или вручную. Для поднятия керна используется овершот.

Исходя из дальнейших работ на Дукатском месторождении, а именно бурение глубоких скважин и разработки карьера, а так же, что не маловажно, исходя из проектных глубин скважин, диаметра и способа бурения для производства работ, затрат мощности на собственно бурение, применяется буровая установка Boart Longyear LF-90С (рис. 2.3 и табл.2.7).

Таблица 2.7

Техническая характеристика установки Boart Longyear LF-90С

Параметр	Значение
Номинальная глубина бурения, м: BRQHP/BQ BRQLW/BQTK NRQHP/NQ/NQ2" NRQHP с высадкой HRQHP/HQ HRQHP с высадкой HWT/PQ
Силовая установка: - максимальная мощность: - паспортная частота вращения: - рабочий объем:	Дизельный двигатель Cummins 6BTA5.9 L с водяным охлаждением, турбонаддувом и охлаждением воздуха. 200 л.с. / 149 кВт 2200 об/мин 5, 9 л.
Номинальные значения частоты вращения: - 1 передача - 2 передача - 3 передача - 4 передача	Частота вращения, (об/мин.)/ Моменты (Нм) 122-199/5322-3254 246-400/2648-1620 439-714/1486-908 769-1250/849-520
Главный насос: Производительность: Максимальное давление: Вторичный насос: Производительность: Максимальное давление: Вспомогательный насос: Производительность: Максимальное давление: Вращатель Проходной шпиндель: Привод вращателя: Механическая трансмиссия: Гидропатрон: Смазка вращателя:	Аксиально-поршневой Parker, с регулируемой производительностью, системой определения нагрузки, компенсатором давления и вспомогательной системой низкого давления 165 л/мин 31 МПа 64 л/мин 21 МПа 42 л/мин 14 МПа Внутренний диаметр 127 мм Гидромотор Rexroth с изменяемой скоростью 4х ступенчатая коробка передач Funk Открывается гидравликой, закрывается пружинами. Осевая удерживающая способность 222, 4 кН Принудительная смазка подшипников, масляная ванна для редуктора и внешний отстойник.
Характеристика гидромотора Rexroth Потребляемый расход Мощность при давление 300 бар Крутящий момент Масса	49-160 л/мин 26 – 93, 3 кВт 25 – 5570 Нм 2, 5 кг
Характеристика бурового насоса W11 Производительность: Давление: Вес:	132 л/мин 6, 9 МПа 259, 5 кг
Мачта и система подачи Ход вращателя: Скорость подачи: Усилие подачи вверх: Усилие подачи вниз: Длина свечи: Угол забуривания:	3, 35 м Регулируемая, быстрая, медленная. 111, 793 кН 58, 957 кН 6 метров от 45⁰ к горизонту до 90⁰нисходящие
Грузоподъемные механизмы Главная лебедка: Нагрузка на крюк: Характеристика троса: Лебедка ССК: Тяговое усилие: Характеристика троса:	KPL16 грузоподъёмностью 7 258 кг 7258 кг Диаметр 16 мм и длина 23 метра 993 кг Штампованный трос диаметром 4, 8 мм
Вес снаряженного станка:	5656 кг

Рис.2.3. буровая установка Boart Longyear LF-90.

В состав установки входят: 6-ти цилиндровый дизельный двигатель Cummins 6BTA с объемом двигателя 5, 9 л, гидравлический модуль, грузоподъемные механизмы с канатами, вращатель с гидропатроном PQ, топливный бак на 190 л, трубодержатель, буровой насос W11, миксер для приготовления бурового раствора (максимальная скорость при полном потоке 2300 об/мин).

Таблица 2.8

Техническая характеристика насосной установки W11

Подача, л/мин	До 132
Давление нагнетания, МПа	До 6, 9
Число плунжеров
Двигатель привода насоса:	От гидросистемы станка
Габариты насоса, мм
длина
ширина
высота
Масса насоса, кг	259, 5

Технология бурения

Выбор промывочной жидкости

Одним из основных факторов, определяющих эффективность бурения скважин в разнообразных горно-геологических условиях, является выбор промывочного агента и его параметров, это позволяет оптимизировать технологию промывки скважин.

Выбор типа промывочной жидкости определяется геолого-техническими условиями бурения, составом и свойствами проходимых пород, способом бурения, опытом буровых работ.

При бурении интервала от 0 до 10 м применяем сжатый воздух.

При бурении интервала от 10 до 92 м применяем пену. Плотность ρ =400 - 500 кг/м³.Свойства промывочной жидкости планируется регулироваться в процессе бурения.

При бурении интервала от 92 до 200 м в качестве промывочной жидкости используем полимерный раствор: техническая вода+0, 15%ГПАА+0, 2%Ксантановая ксислота+ противоморозная добавка 6, 5%NaCl.

Эти добавки являются биоразлагаемыми, их характеристики приведены в табл.2.9.

Таблица 2.9

Химические добавки

Тип	Основное назначение	Преимущества	Типовой расход	Форма	Примечания
Superfoam	Сильное пенообразование	Отлично удаляет буровой шлам. Стабилизирует глину и слабосвязанные породы. Допускает применение соленой воды. Полностью совместим с другими полимерными добавками.	3-7 л/м3	жидкость	Био-разлагаемый. Не загряз-няющий Нетоксичный
ГПАА	Повышение стабильности ствола скважины.	Легко смешивается с минерализоаванной водой при минимальном сдвиге. Эффективная стабилизация глин и сланцев при более низкой вязкости. Обеспечивает высокую смазывающую способность. Не ферментируется. Разрушается химическим способом при добавлении отбеливателя гипохлорита натрия.	0, 1-0, 2 кг/м3	порошок	Био-разлагаемый. Не загряз-няющий Нетоксичный
Ксантановая кислота	структурообразователь буровых растворов на водной основе, как пресных, так и сильно минерализованных.	Регулирует реологические свойства (пластическая вязкость, ДНС, СНС) буровых растворов, придает им высокую удерживающую и выносящую способность.	0, 1-0, 3 кг/м3	порошок	Био-разлагаемый. Не загряз-няющий Нетоксичный

Расчет режимных параметров бурения

Основными режимными параметрами при вращательном способе бурения скважин комплексами ССК являются:

Число оборотов в минуту, n

Скорость бурения, (м/ч)

Частота вращения /Скорость проходки (об/см.)

Максимальное усилие подачи, (кН)

Расход очистного агента, (л/мин)

Проектирование режимов бурения импрегнированным башмаком

Интервал 0-10 м (под направление) будет пройден алмазной коронкой НQ Alpha 04диаметром 93 мм.

Рекомендуемая осевая нагрузка – Pос = 420 даН

Частота вращения для данного интервала принимается 112 об/мин, так как это минимальная частота для данной буровой установки.

Расход сжатого воздуха Q=1, 15 м³/мин.

Проектирование режимов алмазного бурения:

Бурение на интервале 10-65 м производится импрегнированной алмазной коронкой серии NQ Alpha Bit Abrasive 06 диаметром 75, 4 мм.

1.Частота вращения (n), об/мин:

(2.1)

где D и d соответственно наружный и внутренний диаметры коронки, м;

V – средняя окружная скорость коронки, принимаем V=3-4 м/с.

=930 об/мин

2.Осевая нагрузка на ПРИ, кН:

(2.2)

- удельная нагрузка на квадратный сантиметр алмазной импрегнированной коронки H/см².

Удельная осевая нагрузка для импрегнированных алмазных коронок рекомендуется брать в диапазоне – 600-1500 Н/см2

=600 [Н/см² ]

- площадь рабочей поверхности см².

- наружный диаметр, см.

d- внутренний диаметр, см.

[кН]

3. Количество промывочной жидкости: так как на данном интервале осуществляется промывка пеной то получаем два определяющих параметра: расход воздуха и расход жидкости.

Бурение на интервале 65-92 м производится импрегнированной алмазной коронкой серии NQ Alpha Bit Abrasive 06 диаметром 75, 4 мм.

1.Частота вращения (n), об/мин:

=1026 об/мин

2.Осевая нагрузка на ПРИ, кН:

=650 [Н/см² ]

[кН]

Бурение на интервале 92-103 м производится импрегнированной алмазной коронкой серии NQ Alpha Bit Abrasive 06 диаметром 75, 4 мм.

1.Частота вращения (n), об/мин:

=1150 об/мин

2.Осевая нагрузка на ПРИ, кН:

=700 [Н/см² ]

[кН]

3. Количество промывочной жидкости:

- удельный расход жидкости, л/мин на 1 см диаметра коронки.

- диаметр коронки в см.

Бурение на интервале 103-185 м производится импрегнированной алмазной коронкой серии NQ Alpha Bit 07 диаметром 75, 4 мм.

Так, как бурение ведется по полезному ископаемому, уменьшаем режимные параметры на 30%.

1.Частота вращения (n), об/мин:

=1080 об/мин

2.Осевая нагрузка на ПРИ:

=800 Н/см²

кН

3. Количество промывочной жидкости:

Бурение на интервале 185-200 м производится импрегнированной алмазной коронкой серии NQ Alpha Bit Abrasive 07 диаметром 75, 4 мм.

1.Частота вращения (n), об/мин:

=1243 об/мин

2.Осевая нагрузка на ПРИ, кН:

=800 [Н/см² ]

[кН]

3. Количество промывочной жидкости:

Таблица 2.11

Технологические режимы

Тип ПРИ	Интервал, м	D_нар, мм	D_вн, мм	Р, кН	n, об/мин	Q, л/мин; м³/мин
HQ Alpha 04	0-10			-		1, 15
NQ Alpha Bit Abrasive06	13-65	75, 4	47, 5			10-12; 0, 7-1, 08
NQ Alpha Bit Abrasive 06	65-92	75, 4	47, 5			12; 1, 08
NQ Alpha Bit Abrasive 07	92-107	75, 4	47, 5
NQ Alpha Bit Abrasive 07	107-185	75, 4	47, 5
NQ Alpha Bit Abrasive 07	185-200	75, 4	47, 5

Проверочные расчеты

Расчет потребной мощности для бурения на предельную глубину

Мощность двигателя, расходуемая в процессе собственно бурения, складывается из трех основных составляющих:

, (2.3)

где, N_z – мощность, расходуемая на забое скважины; N_т- мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине;

При бурении алмазными коронками:

, (2.4)

где, Р – осевая нагрузка, даН;

n – частота вращения коронки, об/мин;

Dср - средний диаметр коронки, м (Dср=(75, 4+47, 5)/2=61, 4 мм);

кВт.

N_т- мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине складывается из двух составляющих: N_хв– мощности на холостое вращение колонны бурильных труб в скважине и N_доп – дополнительной мощности, затрачиваемой на вращение сжатой части бурильной колонны.

Рассчитаем границу раздела зон частот вращения колонны бурильных труб:

(2.5)

где, d - наружный диаметр бурильных труб, м; d - радиальный зазор,

d=(D-d)/2=(0, 076-0, 07)/2=0, 003 м, где D-диаметр скважины, м.

При высоких частотах вращения колонны бурильных труб при n> n₀ (1200> 508), формула Л.Г. Буркина:

; (2.6)

[кВт],

где k_c – коэффициент, учитывающий влияние смазки и промывочной жидкости, k_c= 1; q – масса 1 м бурильной колонны, q = 7, 6 кг/м; δ – радиальный зазор, δ = 0, 003 м; d– наружный диаметр бурильных труб, d = 0, 07 м; L – глубина скважины, L =200 м.

(2.7)

кВт.

; (2.8)

кВт.

Следовательно, Nб=23, 57+21, 6= 45, 17 кВт.

Проверим на крутящий момент для данной передачи, максимально возможный крутящий момент М=519 Н·м. Крутящий момент, необходимый для вращения колонны, рассчитывается по формуле:

, (2.9)

Н·м < 519 Н·м

Крутящий момент при частоте вращения 1250 об/мин равен = 326 Н^.м. Исходя из технических характеристик гидродвигателя Boart Longyear LF-90, на предельной глубине бурение с использованием выбранного оборудования, инструмента и режимных параметров осуществимо.

Определение давления нагнетания насоса

Определим потребное давление в насосе на максимальную глубину скважины 200 м при конечном диаметре 76 мм. Промывка осуществляется низкотемпературостойким полимерным раствором с = 1040 кг/м³. Количество Промывочной жидкости Q = 40 л/мин = 0, 00067 м³/с

Общее потребное давление, которое должен развивать насос:

, (2.10)

где k - коэффициент, учитывающий необходимость запаса давления на преодоление дополнительных сопротивлений при зашламовании скважины, образовании сальников и т.п. (k= 1, 3 - 1, 5); P₁ - давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в нагнетательном шланге, сальнике, ведущей трубе, бурильных трубах, МПа; P₂ - давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в соединениях бурильной колонны, МПа не рассчитывается так, как используется соединение труба в трубу; P₃ - давление на преодоление сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважины, МПа; P₄ - давление на преодоление сопротивлений в колонковом снаряде, коронке или долоте, МПа.

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в бурильных трубах, нагнетательном шланге, сальнике и в ведущей трубе.

, (2.11)

где, ρ – плотность промывочной жидкости, кг/м³, ρ =1040 кг/м³; d₁ – внутренний диаметр бурильных труб, м, d₁= 0, 06м; l – длина колонны бурильных труб, м, l=L-l_кол=200-4=196 м; – скорость нисходящего потока промывочной жидкости, м/с:

(2.12)

[м/с];

λ ₁ – безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления

(по формуле А. Д. Альтшуля):

, (2.13)

где, к_Ш- гидравлическая или эквивалентная шероховатость, к_Ш=0, 05^.10^-3;

R_е – параметр Рейнольдса:

, (2.14)

где, D_э – эквивалентный диаметр канала потока, м, D_э=d₁=0, 06; -кинематическая вязкость промывочной жидкости ( =1 10^-6м²/с)[1];

;

l_э – эквивалентная длина бурильных труб, потери давления на которой приравниваются к потерям давления в нагнетательном шланге, сальнике, ведущей трубе, м:

, (2.15)

где l_ш – длина шланга, l_ш=10 м; l_с – длина сальника, l_с=0, 4 м; d_ш – диаметр шланга, d_ш=0, 038м; d_с – диаметр сальника, d_с=0, 03 м.

м,

Р₁ = МПа

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважины.

, (2.16)

где, ρ ₁ – плотность промывочной жидкости, обогащенной шламом, кг/м³,

ρ ₁₌ 1050 кг/м³_;D_э – эквивалентный диаметр канала потока, D_э=D_c-d=0, 076-0, 07=0, 006м;

- скорость восходящего потока, м/с:

, (2.17)

где F - площадь сечения кольцевого пространства скважины:

м², (2.18)

м/с;

_кр – безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве скважины:

;

, (2.19)

Р₃ = МПа

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений в колонковом снаряде и коронке, как правило, не рассчитывается, а принимается на основании практических данных в зависимости от длины колонкового снаряда, наличия керна, расхода и свойств промывочной жидкости. Для практических расчетов можно принимать р₄ =0, 35 МПа.

Общее потребное давление, которое должен развивать насос.

МПа

Таким образом, общее потребное давление, которое должен развивать насос, будет 1, 001 МПа < 6, 9 МПа, что соответствует возможностям насоса W11 при подаче 40 л/мин.

Расчет колоны бурильных труб на прочность

Цель задания - определение напряжений у устья скважины при аварийном извлечении бурового снаряда из скважины.

1. Длина сжатой части колонны:

(2.12)

где Р - осевая нагрузка, Н; q - масса 1 м колонны бурильных труб, кг/м; - плотность промывочного агента, кг/м³; - плотность материала труб, кг/м³. Для стали = 7, 85 ·10³ кг/м³.

Вес, растягивающий колонну бурильных труб в процессе бурения:

(2.21)

где L - глубина скважины, м; - средний зенитный угол скважины, = 90°; -коэффициент трения бурильных труб о породу, = 0, 3.

2. Напряжения растяжения в верхнем сечении у устья по формуле:

, (2.22)

где, F - площадь сечения кольцевого пространства скважины;

[Па] =13, 6 МПа.

3. Касательные напряжения:

где, - полярный момент сопротивления кручению:

м³,

- максимальный крутящий момент 5322 Н*м

МПа.

7. Коэффициент запаса прочности у устья скважины при действии статических нагрузок:

(2.23)

где =568 МПа – предел текучести при растяжении.

Данные расчета показывают, что при бурении напряжения, возникающие в бурильных трубах, не выходят за пределы допустимых значений. Следовательно, при работе колонны обрывы не предполагаются или будут минимальны.

СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

«Обоснование свойств и разработка рецептуры бурового раствора для устранения и предотвращения осложнений при бурении скважин в условиях вечной мерзлоты».

Актуальность темы

Буровые работы проводятся на месторождении Дукат, в области распространения многолетнемерзлых пород, в этих условиях как показывает практика, возникает большое количество осложнений, приводящих к авариям. На борьбу с осложнениями затрачивается в среднем до 20 – 25% календарного времени. Это выдвигает проблему предупреждения осложнений и борьбы с ними как весьма актуальную.

Главной причиной всех осложнений является нарушение целостности многолетнемерзлых пород, цементирующим материалом которых является лед, в результате теплового, эрозионного и физико-химического взаимодействия с циркулирующей промывочной средой.

Самый эффективный способ предотвращения осложнений возникающих в процессе бурения в ММП, является грамотный выбор состава и качественных характеристик промывочной среды, способной как сохранять целостность ствола скважины, так и иметь достаточную выносную способность.

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 567 8 9 10 Следующая ⇒